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    我國電化學儲能定價機制與市場準入問題的探討
    添加時間:2020.09.23



    目前,我國電化學儲能的價值主要通過用戶側電價管理、提供調頻輔助服務、可再生能源消納及輸配電服務體現。


      用戶側電價管理。目前國內絕大部分省市工商業用戶已實施峰谷電價制,儲能可通過“削峰填谷”幫助電力用戶實現電價峰谷差套利,采用合理的儲能配置和充放電策略還可進一步降低需量電費。未來隨著第三產業用電比重不斷提升,峰谷電價差或將進一步加大,為儲能平抑負荷峰谷差營造更大應用空間。但目前國內用戶側儲能面臨價格政策風險,電價政策的不確定性對用戶側儲能市場的影響已經顯現,工業與居民的電價交叉補貼等問題也一定程度上干擾了用戶側儲能的市場環境。


      調頻輔助服務。當前電儲能參與輔助服務基本采用與火電打捆的方式,火電機組通過加裝儲能使其自動發電控制(AGC)調節性能大幅改善,進而獲得調頻市場/補償收益,但儲能設施作為獨立主體提供輔助服務的項目尚未出現。雖然京津唐、山西等區域的輔助服務政策已經納入了爬坡速度、調節精度等質量因素,但全國層面的輔助服務補償機制設計仍相對滯后,定價機制的欠缺一定程度限制了儲能在電力輔助服務領域的應用空間。


      可再生能源消納。隨著可再生能源滲透率不斷提升,電力系統靈活性資源的價值相應增加。儲能不僅能促使可再生能源更有效的利用,減少棄風棄光,同時也可以平抑發電出力,提高電能質量,參與電網負荷平衡。但目前儲能平準化成本相對可再生能源發電成本仍然偏高,儲能單純通過可再生能源消納的經濟性不足。


      輸配電服務。2017年以前我國儲能市場以用戶側電價、參與電力輔助服務以及可再生能源消納為主,但2018年電網側儲能市場快速擴大,全年新增投運(不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目)的電網側儲能規模20.68萬千瓦,占2018年全國新增投運規模的36%,規劃/在建的電網側儲能總規模更是經超過1407.3兆瓦時。


      除輸配電儲能外,目前國內各類儲能項目商業模式基本采用類似于合同能源管理的模式,即發電廠、電力用戶與儲能設備與運營企業合作,發電廠和電力用戶提供場地、儲能接入以及儲能參與市場的資格,由儲能企業負責投資、設計、建設、運營、維護等工作,兩方以預先商定的比例分享儲能收益。